电力市场跟踪：浙江2025年度电力市场交易方案征求意见

事件：浙江发布2025年电力市场化交易方案征求意见稿。与2024年方案相比：1）中长期电量占比由95%降至90%，取消电力用户年度交易电量不低于上年用电量80%的要求；2）取消月度煤电价格联动计算公式；3）细化发电企业参与交易方式，明确引入政府授权合约机制：①省内煤电：中长期交易电量不低于90%；②统调水电、核电，抽蓄：10%电量通过现货市场交易，90%电量分配政府授权合约；③省内风光（不含居民屋顶光伏）：10%电量通过现货市场交易，90%电量（扣除绿电交易电量比例）分配政府授权合约。 取消煤电价格联动计算公式，利好火电疏导上游成本：今年的方案相较去年保留了年度和月度煤电价格联动机制，但取消了月度价格联动公式，鼓励市场主体根据煤炭价格合理测算、协商议价形成交易价格，给予了市场主体更大灵活性，有利于火电企业合理疏导上游燃料成本。 平价绿电已有实践，差价合约范围进一步扩大：今年5月浙江发布的《绿电绿证市场化交易工作细则》提到，无补贴风光项目在参与现货市场结算试运行前，绿电交易电量全额分配政府授权差价合约，结算价格为燃煤基准价（或竞配价格）与投放价格的差值，本次年度方案是在平价绿电实践基础上将差价合约范围进一步拓宽。 引导新能源电价稳定预期，兜底绿电运营商合理收益：政府授权合约有望降低新能源入市价格风险，引导市场对新能源市场化交易电价形成相对稳定的预期，保障绿电运营商合理收益。合约电价水平虽受政府影响，但最终收益仍取决于市场化交易结果，故是能够兼顾新能源入市与保障合理收益的可行机制。目前我国电力市场对差价合约或政府授权合约尚未有明确定义，机制设计有待明晰，本次方案有望在全国范围内起到示范作用，带动各地方市场积极实践探索。 投资建议：差价合约托底新能源电价，风电出力特征决定市场化交易折价偏低，特高压有望缓解消纳压力。建议关注绿电运营商龙源电力（A+H）、华润电力（H）、中国电力（H）；火电运营商浙能电力、皖能电力、申能股份。 风险提示：差价合约推进不及预期、电力需求不及预期、煤炭价格波动